煤質變化對機組安全經濟運行影響的分析

梁正華

（大唐貴州野馬寨發電有限公司，貴州六盤水 553011）

煤質變化對機組安全經濟運行影響的分析

梁正華

（大唐貴州野馬寨發電有限公司，貴州六盤水 553011）

本文針對我公司燃煤成本高，特別是近年來煤炭實行市場化后，燃煤電廠的生產經營壓力每日劇增。考慮到公司要降低燃料成本，避免本公司的虧損，確保發電目標任務的完成，通過查找大量的歷史數據，找出了煤質變化對機組接帶負荷、發電廠用電率和制粉系統耗電率等的關系，旨在為今后的燃煤采購起到一定的指導作用，為完成當年的發電目標任務打下良好的基礎。

煤質 變化 經濟運行 分析 發電

1. 概述

大唐貴州野馬寨發電有限公司3×200MW機組主體工程于2006年1月全部建成投產，2007年1月至7月，完成對三臺機組脫硫系統的建設。我公司的200MW機組采用東方鍋爐廠設計生產的超高壓、自然循環、中間一次再熱、單汽包鍋爐，型號為DG670/13.7—19，鍋爐∏型布置，單爐膛，四角切圓燃燒，燃用煙煤。鍋爐的設計煤種及校核煤種均為水城煙煤，每臺爐配兩臺DTM380/720型鋼球磨中間貯倉式制粉系統，一次風采用溫風送粉。鍋爐煤粉燃燒器布置在爐膛四角，切圓燃燒。汽輪機為哈爾濱汽輪機有限公司生產的超高壓、一次中間再熱、單軸、三缸二排汽沖動凝汽式汽輪機，具有八段非調整抽汽對應相應的加熱器。汽輪機型號為：N205–12.75/535/535—74B。熱力系統主要由2臺電動給水泵、2臺凝結水泵、3臺高加、1臺除氧器、4臺低加、6臺公用循環水泵等設備組成。發電機由哈爾濱電機有限公司生產，發電機冷卻方式為水、氫、氫，型號為：QFSN3-200-2型三相隱極式同步交流發電機。主變為JL—1150—4。機組設計額定功率為200MW，主蒸汽壓力為13.7MPa，主蒸汽溫度為540℃，再熱蒸汽溫度為540℃，額定排汽壓力為5.4KPa。機組按入爐煤低位熱值20593kJ/kg、硫份2.15%進行設計，發電廠用電率為9.67%，其中脫硫耗電率為1.98%。隨著入爐煤熱值下降、硫份增加，我公司實施了大量節能、減排項目的改造，主要有：2009年完成引風機、送風機、凝泵、增壓風機變頻改造；2010年8月至2011年5月完成汽輪機汽封改造；鍋爐加裝衛燃帶改造；除塵器由三電場靜電除塵改造為電袋復合除塵；脫硫系統的增容改造等項目。經過改造后，發電廠用電率設計值為10.97%，其中脫硫耗電率為2.76%。

近年來，隨著電力體制改革和西電東送的實施，特別是近年來煤炭實行市場化后，燃煤電廠的生產經營壓力每日劇增。伴隨國家產業政策調整工作的推進，鄉鎮煤礦整合及關停力度加大，另一方面新建礦井速度又遠遠滯后于電力的發展，這一背景導致了電煤供不應求的大環境。嚴重失衡的供需關系除帶來了電煤不足的直接影響外，也大大推動了價格的上漲和煤質的下滑。燃料成本的大幅增加使得電廠生存壓力越來越大，均出現不同程度的虧損。為了在電力市場競爭中求得生存和發展，公司領導不等不靠，搶抓機遇，自謀出路，積極尋找減虧控虧，破解燃煤成本高的難題。根據市場的變化，隨時掌握煤炭市場行情的變化，找準切入點，積極出擊。公司通過制定對策，采取措施，對設備的不斷改進，加大燃燒調整力度，大量燃用熱值低、灰分高的劣質煤，極大地降低了燃料成本，避免本公司的虧損，并出現一定的盈利，公司在燃用劣質煤方面走出一條有特色的道路。為了完成2012年39億kwh的發電任務，最大限度的降低成本，我公司積極應對，努力探索，經過查找大量的歷史數據，找出了煤質變化對機組接帶負荷、發電廠用電率和制粉系統耗電率等的關系，旨在為今后工作起到一定的指導作用。

2. 2008年～2012年煤質與廠用電率等指標的變化情況

隨著當前入爐煤熱值的日趨下滑， 2012年1月份入爐煤低位發熱量均值為12136 kJ/kg（2899kcal/kg），累計發電原煤耗為791g/kw.h，每小時要耗160噸，相比“入爐煤低位發熱量在設計值20593kJ/kg（4919kcal/kg）時，發電原煤耗為447 g/kw.h，每小時耗煤89.42噸”的機組設計運行工況，發電原煤耗增加了344 g/kw.h，每小時耗煤增加70.58噸。這樣，在完成相同發電量的情況下造成制粉、風機、輸煤、除灰的耗電量大大增加。

2008 年至2010年入爐煤發熱量大致相當，發電廠用電率相差不大，但由于2010年下半年先后完成了3、1號脫硫（脫硫系統在未改造之前，運行不正常，滿足不了脫硫要求）及電除塵改造，導致脫硫耗電率有所增加，從而致使綜合廠用電率升高，2011年三臺機組脫硫系統全部完成改造后，綜合廠用電率升高更是明顯。綜合歷史數據來看，脫硫耗電率與煤質的變化關系不大，主要與煤質的含硫量有關，要找出含硫量與脫硫耗電率的關系，需要進一步在相同設備運行工況下進行統計和實驗。

2011 年煤質較2008年至2010年大幅下滑，導致制粉耗電率升高了0.2%，吸風機、輸煤、除灰耗電率也明顯增加。

3. 煤質變化對機組接帶負荷能力及相關指標的影響

3.1 煤質變化對機組接帶負荷能力及相關指標的影響情況見下表：

入爐煤的熱值kJ/kg（ kcal/kg ）灰份(%)制粉系統耗電率(%)能帶的最高負荷(MW)發電廠用電率(%)發電廠用電率（不含脫硫）(%)時間段給粉機能控制的最高轉速為700r/min時撈渣機溢渣情況9000（2150）63.17 2.71 100 11.86 9.09 2011年9月1日～2012年1月31日是

入爐煤熱值在9000 kJ/kg (2150kcal/kg)時，最高能帶100MW負荷,且撈渣機溢渣；入爐煤熱值12000kJ/kg(2866kcal/kg)時，最高能帶185MW,滿足撈渣機不溢渣的要求；為了保證機組在200MW負荷下長期運行，入爐煤熱值必須在13000 kJ/kg (3105kcal/kg)以上。經測算，今年要完成39億kwh電量，在高負荷時段用煤熱值應保證在3000kcal/kg以上，在低負荷時段按接帶130MW左右的負荷考慮，熱值不應低于2500 kcal/kg ，折算全年入爐煤發熱量均值不低于2850kcal/kg，若要完成42億kwh電量，熱值不應低于2890kcal/kg（以上在不考慮機組非停和計劃檢修的情況下）。若2012年3月份要完成3.9億kwh電量，經測算，在高負荷時段用煤熱值必須保證在3100kcal/kg以上，在低負荷時段按接帶130MW左右的負荷考慮，熱值不應低于2600 kcal/kg ，折算入爐煤發熱量均值不低于2930 kcal/kg。

入爐煤熱值每上升500 kJ/kg制粉系統耗電率下降約0.106%。經統計，要保證機組長時間在200MW負荷下長期運行，入爐煤熱值12600 kJ/kg (3000kcal/kg)時，每小時煤粉倉下降0.5米的粉位，可維持運行7小時，在低負荷階段可考慮制粉系統消缺及存粉。而如果機組在200MW負荷長期運行、制粉系統連續運行的情況下，入爐煤熱值應保證在3100 kcal/kg以上。

入爐煤熱值每上升500 kJ/kg發電廠用電率下降約0.121%，扣除制粉系統耗電率下降的0.106%后，引風機耗電率下降約0.015%。

4. 結束語

根據以上數據分析，要完成全年39億kwh電量，建議全年入爐煤發熱量均值不低于2850kcal/kg，要完成42億kwh電量，熱值不應低于2890kcal/kg，即在高負荷時段用煤熱值必須保證在3100kcal/kg以上，低負荷時段用煤熱值不宜低于2600kcal/kg，通過對優劣質煤的混配摻燒，減少因煤質差損失的電量，同時盡可能提高入爐煤熱值，以降低制粉、風機、輸煤、除灰除塵等系統的耗電率，全面提升機組運行的經濟性。

參考資料

主要通過本公司大量的歷史數據進行論證。

TU714

B

1007-6344（2015）12-0350-01

梁正華：節能專責，大唐貴州野馬寨發電有限公司生產技術部